变电站综合自动化系统的研究

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摘 要 变电站综合自动化技术是应用计算机技术、检测技术和控制技术等，将变电站中传统的继电保护系统、节系统、信号系统等多个独立的功能系统，经优化组合为一套智能化的综合系统。本文主要对变电站自动化系统结构及功能进行了探讨。
【关键词】 变电站；电力系统；综合自动化
　　中图分类号 TP 文献标识码 A 文章编号 1 13-9 11-(2011)122-0120-01
　　
　　随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制操作、反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。另一方面，当代计算机技术、通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，在简化系统、信息共享、降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。
　　1 变电站自动化系统的几种结构
　　变电站综合自动化系统的发展过程与集成电路技术、微计算机技术、通讯技术和网络技术密切相关。随着高科技的不断发展，综合自动化系统的体系得到了不断完善，功能和性能也不断提高。从发展过程来看，典型的结构主要有：分散（层）式结构、集中式结构和分布式结构等几种类型。
　　1.1 分散（层）式结构
　　按变电站的控制层次和对象设置全站控制级（站级）和就地单元控制级（段级）的二层分布控制系统结构。
　　站控系统（SCS）：应具有快速的信息相应能力及相应的信息处理分析功能，完成站内的运行管理及控制（包括就地及远方控制管理两种方式），例如：事件记录、开关控制及SCADA 的数据收集功能。
　　站监视系统（SMS）：应对站内所有运行设备进行监测，为站控系统提供运行状态及异常信息，即提供全面的运行信息功能，如：扰动记录、站内设备运行状态、二次设备投入/退出状态及设备的额定参数等。
　　站工程师工作台（EWS）：可对站内设备进行状态检查、参数整定、调试检验等，也可用便携机进行就地及远端维护。上面是按大致功能基本分块，硬件可以根据功能及信息特征在一台站控计算机中实现，也可以两台双备用，也可以按功能分别布置，但应能够共享数据信息，具有多任务时实处理功能。原则上凡是可以在本间隔就地完成的功能绝不依赖通讯网，但特殊功能例外，如分散式录波及小电流接地选线等功能的实现。这种结构与集中式处理系统相比有着明显的优点：1）站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资，也简化了调试维护。2）可靠性提高，任何一部分设备故障只影响局部，即将“故障”分散，当站级系统或网络出现故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。3）可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。
　　1.2 集中式结构
　　集中式变电站综合自动化系统结构按信息类型划分功能，这种方式一般采用功能较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量和数据量信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入、输出及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。这种结构系统能实时采集变电站中各种模拟量、开关量的信息，完成对变电站的数据采集和监控、制表和事件记录功能，还能完成对变电站主要设备和进、出线的保护功能。此结构体积小、紧凑，造价低。不足的是其对系统监控主机的性能要求较高，且系统处理能力有限，在开放性、扩展性和可维护性方面较差，抗干扰能力差。
　　1.3 分布式结构
　　分布式结构最大的特点是将变电站自动化系统交由主CPU和从CPU 多台计算机来完成。采用主从CPU 系统的工作方式，各功能模块采用串行方式实现数据通信，提高了处理并行多发事件的能力，较好地解决了CPU运算处理的瓶颈问题。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。
　　2 变电站综合自动化系统实现的功能分析
　　2.1 微机保护
　　通常所说的微机保护是指对站内所有的电器设备进行保护，包括：线路保护、变压器保护、母线保护、电容器保护及低频减载等安全自动装置。各类保护实现故障记录、存储多套定值并与监控系统通信。
　　2.2 数据采集及处理功能
　　1）模拟量采集和脉冲量。常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值，馈线电流，电压和有功、无功功率值，频率，相位等。脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。2）状态量采集。状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、预告信号等。目前，这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。3）事件记录和故障录波测距。事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现：①集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信；②分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波形及测距结果送监控系统，由监控系统存储和分析。
　　3 数据处理和记录、控制和操作功能
　　历史数据的行程和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：①断路器动作次数；断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数；②输电线路的有功、无功，母线电压定时记录的最大、最小值及其时间，每天的峰谷值及其时间；独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间；③控制操作及修改整定值的记录，根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在运动操作中心或调度中心实现。
　　操作人员可通过后台机屏幕对断路器、隔离开关、变压器分接头、电容器组投切进行远方操作，以防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：
　　①电脑五防及闭锁系统；②根据实时状态信息，自动实现断路器、闸的操作闭锁功能；③操作出口应具有同时操作闭锁功能；④操作出口应具有跳合闭锁功能。
　　4 电压和无功的就地控制、与远方控制中心的通信
　　无功和电压控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。无功控制可由专门的无功控制设备实现，也可由监控系统根据保护装置测量的电压、无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。
　　本功能在常规运动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM 应相互独立。
　　5 系统的自诊断功能
　　系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并指出故障位置。
　　  结束语
　　变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。
　　
　　
　　
　　参考文献
　　[1]蒋文泉.变电站综合自动化系统稳定性初探[J].广东科技,2010,8.
            
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